油藏流体高压物性参数现场测定应用技术

刘树巩 刘海波 刘海涅 张兴延 李 扬

(中海油田服务股份有限公司油田技术事业部 河北燕郊)

油藏流体高压物性参数现场测定应用技术

刘树巩 刘海波 刘海涅 张兴延 李 扬

(中海油田服务股份有限公司油田技术事业部 河北燕郊)

油藏流体高压物性参数是油藏储量计算、开发方案设计、油藏工程和采油工艺研究的基础数据。建立了现场测定油藏流体高压物性参数的技术,在保证测量精度满足油藏工程需要的前提下,减小设备在钻井平台上的体积,缩短测量时间,降低样品发生变化的风险,做到快速准确地提供油藏流体高压物性参数,以满足海上油田生产要求,提高油藏描述的速度和精度。

油藏流体;高压物性参数;PVT设备

0 引 言

油藏流体的高压物性参数包括流体的密度、粘度、饱和压力、体积系数、压缩系数等,这些参数是评价油藏产能、研究油田类型、确定油田开采方式、计算油田储量、选择油井制度的基础数据[1～4]。油藏流体高压物性参数的有效性和准确性对于油藏勘探的前期指导和油藏开发期间的调整等都有着重要的影响。

油藏流体高压物性的研究可以追溯到20世纪30年代[6],美国、前苏联等国家在从事油田开发的过程中注意到油藏流体特性以及影响,初步进行了流体性质的测试以及测定方法的研究。1949年美国人M.麦斯盖特汇总了20世纪上半叶,关于储层岩石油气水流体性质的研究与实践资料,概括并提升到物理学的高度予以描述与解释。20世纪50年代以后油藏流体物性的研究已经基本走向专业化和成熟化,并且从采油工程中独立出来,建立了油层物理的学科分支。我国在20世纪50年代就有了从事油藏物理教学和研究的专业人员,并随着东部大油田的相继发现和开发,使我国油藏流体性质的研究不断推进。目前,油气藏高压物性测试在国内外是一项相对成熟的技术。

获得井下油藏流体高压(PVT)样品主要有两种方法,一种是在DST测试过程中在井下取样;另一种是用电缆式地层测试器在井下取样,如斯伦贝谢的MDT、贝壳休斯的RCI以及中海油田服务股份有限公司的ERCT都可以获取PVT样品。

针对海上特殊条件,高压物性参数在室内分析存在以下几方面的不足:1)如果分析认为采集的PVT样品不合格,已经失去重新采集样品的时机;2)在样品的运输过程中,由于样品的温度、压力等条件的改变,样品的组成可能发生不可逆的变化,使其代表性变差;3)样品分析用时太长,不能满足海上油藏快速评价及勘探阶段快速决策的要求。

随着电缆式地层测试器井下取样技术的日益成熟,急需在钻井平台上进行油藏流体高压物性参数测试技术,以便克服室内分析存在不足并满足海上勘探阶段对高压物性参数的需求。

1 油藏流体高压物性参数现场测定设备

该系统由三套主要设备组成,包括原油PVT釜、自动气体体积计量计、高压毛细管粘度计。

原油PVT釜体分为上下两部分,上釜体积为100 cm3,主要进行气体(凝析气)实验,并与自动气体体积计量计连接。下釜体积为30 cm3,主要进行黑油实验。两个釜体中间设有光纤探头,探测原油中产生的气泡,确定泡点压力。下釜底端配有震动搅拌设备,该釜体独特的设计,有效的减少了仪器占据的体积,使仪器在现场应用更加方便。

该套原油PVT釜能够完成原油样品的恒质膨胀、原油脱气等实验,可获得气油比、泡点压力、体积系数、压缩系数、膨胀系数等PVT参数。

高压毛细管粘度计如图1所示,工作原理是基于Poiseuille定律。

图1 高压毛细管粘度计

式中,μ为测定样品的粘度;r为毛细管半径;L为毛细管长度;ΔP为毛细管两端压差;Q为毛细管内体积流量,cm3/min;π为数学常数等于3.14159;k为常数通过标定毛细管确定。

通过测定毛细管两端的压差和毛细管的流量就可以测得流体的粘度值。

该系统的最大工作压力100 MPa,最大加热温度200℃,压力表精度0.1%FS,体积精度0.0001 cm3,温度精度0.1℃。

2 测定原油高压物性参数对比分析

首先对该系统进行了调试和标定,并根据中华人民共和国石油天然气行业标准“地层原油物性分析方法”(SY/T5542-2000)编写操作规范。为了检验本系统的测量准确度,用不同地区、不同性质的样品,与具有国家计量认证的陆地大型原油高压物性分析实验仪器的分析结果进行对比。

2.1 验证系统重复性和稳定性

相同实验条件下,对同一样品进行三次以上测试,利用测得的数据来验证仪器的稳定性和重复性。经多次验证,仪器测定的各项PVT参数均满足行业标准对实验仪器精度的要求,该系统重复性和稳定性较好。

2.2 实验数据准确性对比

三个样品进行两次以上分析实验,测量结果重复性较好,用第一次测量结果与陆地大型实验仪器测量结果进行对比分析。分析对比结果见表1。

表1 泡点压力(MPa)对比表

2.2.1 泡点压力对比

结果分析:测量结果比陆地大型实验仪器分析结果都偏小。分析原因认为测量结果与相平衡时间、用油量等因素有关,本系统作为小型化快速分析系统,平衡时间较短,用油量少。

根据以上分析,表明此误差为系统误差。于是对本实验测量结果与陆地大型实验仪器分析数据进行线性回归,如图2所示。

图2 实验测量结果与陆地大型实验仪器分析数据进行线性回归

从而得到一个校正公式:y=0.981x+0.996 1。经过校正后的结果比较满意,见表2。

表2 校正后泡点压力(MPa)对比表

2.2.2 气油比、体积系数、地层原油密度

气油比、体积系数、地层原油密度和脱气原油密度对比表见表3。

表3 气油比、体积系数、地层原油密度、脱气原油密度对比表

结果分析:气油比、体积系数、地层原油密度、脱气原油密度测量结果较好。

2.2.3 地层原油粘度

地层原油粘度(mPa·s)对比表见表4。

表4 地层原油粘度(mPa·s)对比表

分析结果:测量粘度值相对误差均小于2%,表明仪器测量结果较好,准确度较高。

分析以上数据我们可以看到:测定参数中的气油比、体积系数、地层原油密度、脱气原油密度、地层原油粘度的测定结果是准确可靠的,在测量泡点压力参数时,建立了系统的校正公式,消除本系统的系统误差,校正结果较好。

3 现场应用

海上某井用电缆地层测试器ERCT在2 720 m处取得地层流体PVT样品,应用本系统对该样品进行了有效性检测和高压物性分析实验。

1)对样品进行实验分析,测得并校正样品的泡点压力为10.36 MPa。ERCT电缆地层测试在泵抽取样过程中的流动压力高于25.86 MPa,如图3所示,并且样品到达地面的打开压力32.35 MPa,均高于样品的泡点压力,说明在泵抽开始到实验分析之前,样品未脱气,因此该样品为合格的PVT样品。

2)对该样品,严格按照操作规程进行了实验测量,在5 h之内测得气油比、体积系数、地层原油粘度、地层原油密度、脱气原油密度等参数,在8 h之内完成恒质膨胀实验,测得了泡点压力、Y函数、压缩系数等参数。实验期间系统运作良好,实验过程顺利,无异常情况,实验结果准确可靠。

4 结 论

该技术能够快速准确地提供地层流体的高压物性参数,使其应用到勘探阶段,提高油藏描述的速度和精度,在海上油气藏快速评价及勘探阶段快速决策方面发挥重要的作用。应用该技术通过对地层样品的有效性检测和高压物性分析,效果良好。

[1] 李瑞琪.地层原油高压物性参数预测方法[J].油气田地面工程,2009,28(9)

[2] 朱化蜀.油气藏流体高压物性参数及相态特征预测方法研究[D].西南石油大学,2006

[3] 李其朋.黑油高压物性参数模拟方法及应用[J].油气地质与采收率,2009,16(3)

[4] 王允诚.油层物理学[M].成都:四川科学技术出版社.2006

TE375

B

1004-9134(2011)01-0074-03

刘树巩,1963年生,男,高级工程师,1984年毕业于大庆石油学院石油地质专业,现在中海油田服务股份有限公司油田技术事业部,从事测井资料解释及应用工作。邮编:065201

2010-09-20编辑:梁保江)